光伏标杆电价激活主场需求-北极星太阳能光伏网

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2011年8月1日，国家发改委正式发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，《通知》规定以今年7月1日为界限，7月1日以前核准的太阳能光伏发电项目其上网电价为1.15元/千瓦时，而7月1日以后核准的项目以及在7月1日以前核准但截止2011年12月31日尚未建成投产的光伏发电项目，其上网电价为1元/千瓦时。这标志着业界呼吁多年的国家光伏发电标杆上网电价政策体系正式拉开帷幕，也是我国光伏产业发展历史上，继“金太阳示范工程”实施后的又一重大里程碑式事件。

标杆电价与“金太阳”

尽管此次标杆电价与此前的“金太阳”工程，都是通过国家财政予以补贴的支持方式，降低光伏发电项目的投资成本，但二者之间有着明显的差别。

“金太阳”工程是对符合财政补助资金支持条件的项目，由财政部、科技部和国家能源局根据并网光伏系统和独立光伏系统的不同，分别给予工程投资总额的50%和70%的一次性补助。而“光伏上网标杆电价”政策则是对发电项目所发上网电量进行长期补贴。

“光伏上网标杆电价”政策适用于一切非特许权招标项目和未享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电上网项目，覆盖面广。而“金太阳”工程则对申报项目的装机容量、建设周期、运营周期、业主单位总资产以及相关技术规范有明确的要求，准入门槛较高，同时，政策还对补助的年度装机总容量设置了上限，因而覆盖面相对较窄。

“光伏上网标杆电价”项目的利润来源于发电成本和标杆电价确立的上网电价之间的差额，由于电站每千瓦时发电成本基本可以精确测算，从而发电成本和标杆电价之间的差额利润也十分显见，项目整体的盈利可预见度高。而“金太阳”工程项目利润来自于度电成本和上网电价之间的差额，由于运营周期内的诸多不确定性，造成“金太阳”工程项目整个生命周期内发电总量难以确定，因而其度电成本难以测算，故使得其与脱硫燃煤机组标杆上网电价之间的差额也难以准确测算，从而导致项目业主的利润回报率有较大的不确定性，可预见度相对较低。

另外，两者对于东西部地区光伏发电项目的吸引力不同。“光伏上网标杆电价”项目的投资成本回笼主要依靠在项目生命周期内的多次电量结算，整个周期比较长。而“金太阳”工程由于在完成项目申报后即可拿到补贴总额的70%，并且剩余部分也可以在项目完工后及时清算到位，项目部分投资的资金回笼速度快，投资安全性相对要高。由于东西部地区在日照资源、土地成本、输电成本等方面有较大的差异。东部地区的年发电时间普遍要比西部地区短，因而，东部地区依靠电量结算进行资金回笼的时间比西部地区还要长，在当前利润空间较小的情况下，为降低投资风险，东部地区的项目业主对于“金太阳”工程的亲睐度要高于“光伏上网标杆电价”政策。

标杆电价的效能预测

从2007年开始，我国光伏电池产量连续4年居世界首位，2010年光伏电池出货量达到9GW(其中晶体硅电池8.5GW、薄膜电池0.5GW)，占到世界光伏电池总产量的近50%。而到2010年，我国光伏年装机容量才为500MW，仅为国内光伏电池产量的1/20左右，也只占到全球光伏新增装机容量的3%。产业总体的“两端在外”局面没有得到根本性改善，大量的产业投资仍集中在光伏制造业环节，产品对外出口压力巨大。

“光伏上网标杆电价”政策的出台，给光伏发电业主吃了一颗定心丸，虽然目前利润空间不是很可观，但是总归有了制度保障，产业的保险系数提高，业界对于发展光伏发电项目的积极性也会有较大的提高，因而将会有一部分投资转向下游的发电领域，从而改善目前投资过于集中在制造业环节的局面，达到丰富产业体系，疏散产业产能，提高产业可持续发展能力的作用，我国的光伏年装机容量在今后一段时间将会有一个大幅攀升的过程。

由于目前给出的标杆电价与前几次招标项目的上网电价基本持平，从目前招标项目反馈的情况来看，现有电价水平的盈利空间并不大。业界要想在光伏发电领域获取更多的利润空间，就只能在提高转化效率，降低组件制造成本方面下功夫。

由于目前欧美市场并不景气，前几年的“出口导向”模式变得不可持续，拓展国内光伏发电市场成为业内制造企业生存的必须，因此，在利润空间的指挥下，在今后的几年时间内，国内光伏制造企业提升技术水平的压力将会增强，产业总体技术革新的速度将加快，行业总体生产成本将降低。

“金太阳”工程的实施过程中，由于项目的部分投资回笼速度快，投资回报压力小，一些企业为尽量降低实际投入，出现了一些只求完工，不求质量和运营寿命的现象。在“光伏上网标杆电价”政策实施后，这种现象将得到根本性的扭转。这主要是由于“光伏上网标杆电价”项目的资本总盈利率取决于电站发电运营的时间长度，而发电时间取决于电站的运营寿命，因而业主企业必须更加重视电站的建造质量，组件的提供商必须满足更高的质量要求，行业的质量体系水准将在利润总量的压力下达到一个更高水平。

同时，由于质量水平的提高，发电时间延长，发电总量将增大，其能为我国政府解决“能源供应短缺”问题提供更多的支撑，国家对光伏发电领域的关注度也会提高，并且可能会给出更多的相关支撑政策，促进产业的大发展。

政策的后续完善

“光伏上网标杆电价”政策的出台，将会对我国光伏产业的大发展产生重要的推动作用。不过，由于目前出台的政策还未形成完整的体系，在后续的实施过程中，仍需要完善和加强。

《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》中提到，“太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决”。然而，目前全国征收的年“可再生能源电价附加费”总额只在150亿元左右，但全国有42GW的风电，近5GW的生物质发电需要该项附加费进行电价补助，留给太阳能光伏发电的可支配额度很小，不足以支撑光伏产业的后续发展，因此，很有必要拓展支持资金的来源。应增加《可再生能源法》(修正案)中规定的“可再生能源发展基金”中的国家财政专项资金部分的比重，减小“可再生能源电价附加费”承担的补贴压力。

目前出台的“光伏上网标杆电价”政策没有设置补助年限，也没有设定补助范围，是一项相对开放的支持政策。由于目前国内的光伏装机发电还处于起步阶段，不加约束条件的支持政策对产业发展具有较大吸引力。但是，当装机规模发展到一定程度后，就要考虑产业的可持续发展问题。从德国等光伏装机先进国家的经验看，“固定上网电价”和“梯度电价”是保持产业吸引力、增强产业技术革新压力、逐步降低发电成本的有机支持体系的两个不可或缺部分，在后续的发展中，我国的光伏电价政策支持体系也应该考虑这方面的完善补充。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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